EA002944B1 - Method of creating a wellbore - Google Patents
Method of creating a wellbore Download PDFInfo
- Publication number
- EA002944B1 EA002944B1 EA200101263A EA200101263A EA002944B1 EA 002944 B1 EA002944 B1 EA 002944B1 EA 200101263 A EA200101263 A EA 200101263A EA 200101263 A EA200101263 A EA 200101263A EA 002944 B1 EA002944 B1 EA 002944B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- drilling device
- wellbore
- drilling
- section
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 113
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 86
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 37
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 37
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 37
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 claims abstract description 3
- 230000032258 transport Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 claims abstract 4
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 abstract 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 8
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
- E21B21/085—Underbalanced techniques, i.e. where borehole fluid pressure is below formation pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/14—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for displacing a cable or a cable-operated tool, e.g. for logging or perforating operations in deviated wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
- E21B4/18—Anchoring or feeding in the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение касается способа создания ствола скважины в земной формации, содержащего первую секцию ствола скважины и вторую секцию ствола скважины, проникающую через содержащую углеводородную текучую среду зону земной формации.The present invention relates to a method of creating a wellbore in an earth formation comprising a first section of a wellbore and a second section of a wellbore penetrating a zone of an earth formation containing a hydrocarbon fluid.
При обычных способах бурения ствола скважины колонна бурильных труб, включающая буровую коронку на своем нижнем конце, вращается в стволе скважины, в то время как буровой раствор закачивается через продольный канал в колонне бурильных труб, и этот буровой раствор возвращается к поверхности через кольцевое пространство между колонной бурильных труб и стенкой ствола скважины. Когда происходит бурение через слой грунта, не содержащий текучей среды, вес и скорость нагнетания бурового раствора выбирают так, чтобы давление на стенку ствола скважины сохранялось между нижним слоем, при котором ствол скважины становится нестабильным, и верхним слоем, при котором стенка ствола скважины разрывается. Когда ствол скважины бурят через зону, содержащую углеводородную текучую среду, давление бурового раствора, кроме того, должно быть выше давления, при котором углеводородная текучая среда начинает протекать в ствол скважины, и ниже давления, при котором происходит нежелательное внедрение бурового раствора в формацию. Эти требования налагают определенные ограничения на процесс бурения, и особенно на длину промежутков ствола скважины, на которых в стволе скважины следует устанавливать обсадную трубу. Например, если давление бурового раствора у основания ствола скважины только немного ниже верхнего предела, при котором происходит нежелательное внедрение бурового раствора в формацию, давление бурового раствора в верхней части промежутка ствола необсаженной скважины может быть близким к нижнему пределу, при котором происходит нежелательный приток углеводородной текучей среды. Максимальная допустимая длина промежутка необсаженной скважины зависит от удельного веса бурового раствора, давления углеводородной текучей среды в формации и высоты колонны бурового раствора.With conventional wellbore drilling methods, a drill string that includes a drill bit at its lower end rotates in the wellbore, while drilling fluid is pumped through a longitudinal channel in the drill string, and the drilling fluid returns to the surface through the annular space between the string drill pipe and borehole wall. When drilling occurs through a layer of soil that does not contain a fluid, the weight and speed of injection of the drilling fluid is chosen so that the pressure on the borehole wall is maintained between the lower layer, at which the borehole becomes unstable, and the upper layer, at which the wall of the borehole is broken. When the wellbore is drilled through a zone containing a hydrocarbon fluid, the pressure of the drilling fluid must also be higher than the pressure at which the hydrocarbon fluid begins to flow into the wellbore and lower than the pressure at which undesirable penetration of the drilling fluid into the formation occurs. These requirements impose certain restrictions on the drilling process, and especially on the length of the gaps of the well bore, on which the casing should be installed in the well bore. For example, if the pressure of the drilling fluid at the bottom of the wellbore is only slightly below the upper limit at which undesirable penetration of the drilling fluid into the formation occurs, the pressure of the drilling fluid in the upper part of the gap of the open hole may be close to the lower limit at which unwanted hydrocarbon fluid inflow occurs. environment. The maximum allowable open hole gap length depends on the specific gravity of the drilling fluid, the pressure of the hydrocarbon fluid in the formation, and the height of the drilling fluid string.
Кроме того, на практике осуществляют бурение через содержащую углеводородную текучую среду зону при давлениях в стволе скважины ниже давления текучей среды формации, и эта методика обычно называется бурением с отрицательным дифференциальным давлением. Во время бурения с отрицательным дифференциальным давлением углеводородная текучая среда протекает в ствол скважины, и, следовательно, требуется разработать буровое оборудование на поверхности для манипулирования таким притоком. Помимо этого, следует предпринимать специальные меры для управления давлением текучей среды в стволе скважины во время процесса бурения.In addition, in practice, drilling is carried out through the zone containing the hydrocarbon fluid at pressures in the wellbore below the pressure of the formation fluid, and this technique is commonly referred to as negative differential pressure drilling. During negative differential pressure drilling, hydrocarbon fluid flows into the wellbore and, therefore, drilling equipment on the surface is required to be developed to handle this influx. In addition, special measures should be taken to control fluid pressure in the wellbore during the drilling process.
Целью настоящего изобретения является создание способа бурения ствола скважины через содержащую углеводородную текучую среду зону земной формации, облегчающего ограничения, налагаемые на процесс бурения при обычном бурении ствола скважины, и позволяющего иметь давление в стволе скважины ниже давления текучей среды формации при обеспечении возможности удовлетворительной манипуляции любым притоком углеводородной текучей среды в ствол скважины.The aim of the present invention is to provide a method for drilling a wellbore through a zone of earth formation containing a hydrocarbon fluid that facilitates the constraints imposed on the drilling process during conventional wellbore drilling and allows a wellbore pressure to be lower than the fluid pressure of the formation while allowing satisfactory manipulation of any influx. hydrocarbon fluid in the wellbore.
В соответствии с изобретением разработан способ создания ствола скважины в земной формации, содержащего первую секцию ствола скважины и вторую секцию ствола скважины, проникающую через содержащую углеводородную текучую среду зону земной формации, содержащий следующие операции:In accordance with the invention, a method has been developed for creating a well bore in an earth formation comprising a first section of a well bore and a second section of a well bore penetrating a zone of an earth formation containing a hydrocarbon fluid containing the following operations:
бурение первой секции ствола скважины;drilling the first section of the wellbore;
расположение дистанционно управляемого бурильного устройства в выбранном местоположении в первой секции ствола скважины, от которого бурится вторая секция ствола скважины;the location of the remotely controlled drilling device in a selected location in the first section of the wellbore, from which the second section of the wellbore is drilled;
расположение производственного трубопровода углеводородной текучей среды в первой секции ствола скважины в уплотняющей связи со стенкой ствола скважины, при этом трубопровод снабжен средством регулирования расхода текучей среды и впускным отверстием для текучей среды в жидкостной связи с выбранным местоположением;the location of the production pipeline hydrocarbon fluid in the first section of the wellbore in sealing connection with the wall of the wellbore, the pipeline is equipped with a means of controlling the flow of fluid and the inlet for the fluid in the fluid connection with the selected location;
приведение в действие бурильного устройства для бурения второй секции ствола скважины, посредством чего во время бурения бурильного устройства через содержащую углеводородную текучую среду зону поток углеводородной текучей среды из второй секции ствола скважины в производственный трубопровод управляется средством управления протеканием текучей среды.actuating the drilling device to drill the second section of the wellbore, whereby while drilling the drilling device through the hydrocarbon fluid-containing zone, the flow of hydrocarbon fluid from the second section of the wellbore into the production pipeline is controlled by a fluid flow control means.
Благодаря бурению через содержащую углеводородную текучую среду зону с использованием дистанционно управляемого бурильного устройства и выпуску любой углеводородной текучей среды, протекающей в ствол скважины, через производственный трубопровод, достигается то, что давление в стволе скважины больше не должно быть выше давления текучей среды формации. Давление в стволе скважины регулируется с помощью средства управления протеканием текучей среды. Кроме того, для манипулирования добычей углеводородной текучей среды во время бурения для бурового оборудования не требуются специальные меры.By drilling through a hydrocarbon containing fluid zone using a remotely controlled drilling device and discharging any hydrocarbon fluid flowing into the wellbore through the production pipeline, it is achieved that the pressure in the wellbore should no longer be higher than the fluid pressure of the formation. The pressure in the wellbore is controlled by means of controlling the flow of fluid. In addition, for manipulating the extraction of hydrocarbon fluid during drilling for drilling equipment does not require special measures.
В случае, если второй ствол скважины следует бурить через один или несколько слоев, из которых углеводородная текучая среда не протекает в ствол скважины, предпочитают, чтобы бурильное устройство содержало насосную систему, имеющую впускное отверстие, расположенное с возможностью обеспечения протекания бурового шлама, образующегося в результате бурения бурильного устройства, во впускное отверстие, и выпускное отверстие, расположенное с возможностью обеспечения выпуска бурового шлама в ствол скважины за бурильным устройством.In the event that the second wellbore should be drilled through one or more layers of which the hydrocarbon fluid does not flow into the wellbore, it is preferred that the drilling device comprises a pumping system having an inlet that is capable of flowing the cuttings resulting from drilling of the drilling device into the inlet, and the outlet, which is located with the ability to ensure the release of drill cuttings into the wellbore behind the drilling device.
Упомянутое выпускное отверстие подходящим образом располагают на выбранном расстоянии за бурильным устройством и в местоположении в секции ствола скважины, где текучая среда циркулирует через ствол скважины, и эта текучая среда увлекает за собой буровой шлам и транспортирует этот буровой шлам к поверхности.Said outlet opening is suitably positioned at a selected distance behind the drilling device and at a location in the borehole section where the fluid circulates through the borehole, and this fluid entrains the cuttings and transports the drill cuttings to the surface.
Вторая секция ствола скважины может быть продолжением первой секции ствола скважины или может быть обходным путем (то есть ответвлением) первой секции ствола скважины.The second section of the wellbore may be a continuation of the first section of the wellbore or may be a detour (i.e. branch) of the first section of the wellbore.
Ниже изобретение будет описано более подробно и посредством примера со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:Below the invention will be described in more detail and by example with reference to the accompanying drawings, which depict the following:
фиг. 1А схематически изображает нижнюю часть варианта осуществления бурильного устройства, используемого в способе, согласно изобретению;FIG. 1A schematically depicts the lower part of an embodiment of a drilling device used in the method according to the invention;
фиг. 1В схематически изображает продолжение в направлении вверх варианта осуществления, показанного на фиг. 1;FIG. 1B schematically shows a continuation in the upward direction of the embodiment shown in FIG. one;
фиг. 2 схематически изображает бурильное устройство, показанное на фиг. 1А и 1В, перед бурением второй секции ствола скважины;FIG. 2 schematically depicts a drilling device shown in FIG. 1A and 1B before drilling the second section of the wellbore;
фиг. 3 схематически изображает бурильное устройство, показанное на фиг. 1А и 1В, во время бурения второй секции ствола скважины.FIG. 3 schematically depicts a drilling device shown in FIG. 1A and 1B, while drilling the second section of the wellbore.
На фиг. 1А и 1В показан ствол 1 скважины, в котором размещено дистанционно управляемое бурильное устройство 3. Бурильное устройство 3 имеет цилиндрический корпус 5, снабженный узлом 7 двигателя/насоса, содержащего электродвигатель 9, имеющий цилиндрический статор 10 и полый ротор 12, размещенный соосно внутри статора 10. Ротор 12 способен приводить буровую коронку 13, находящуюся на нижнем конце бурильного устройства 3. Насос 14 узла 7 является аналогичным по конструкции известному двигателю типа Мотеаи и состоит из ротора 16, образованного цилиндрическим корпусом 16а из эластомерного материала, имеющего продольный разделенный на части канал 16Ь, и статора 20, образованного спиральным элементом, проходящим через канал 16Ь. Корпус 16а из эластомерного материала и спиральный элемент 20 имеют такие размеры, что текучая среда нагнетается через канал 16Ь при вращении корпуса 16а эластомерного материала относительно спирального элемента 20, благодаря чему направление нагнетания зависит от направления относительного вращения. Корпус 16а из эластомерного материала жестко связан с внутренней поверх ностью ротора 12 электродвигателя так, что во время нормального режима работы корпус 16а из эластомерного материала вращается роторомFIG. 1A and 1B show a borehole 1 in which a remotely controlled drilling device 3 is housed. The drilling device 3 has a cylindrical body 5 equipped with a motor / pump unit 7 comprising an electric motor 9 having a cylindrical stator 10 and a hollow rotor 12 arranged coaxially inside the stator 10 The rotor 12 is able to drive the drill bit 13 located at the lower end of the drilling device 3. The pump 14 of the node 7 is similar in design to the well-known Moteai engine and consists of a rotor 16 formed cylindrical to The body 16a is made of an elastomeric material having a longitudinal channel 16b divided into parts, and a stator 20 formed by a spiral element passing through the channel 16b. The housing 16a of elastomeric material and the spiral element 20 are of such dimensions that the fluid is pumped through the channel 16b during rotation of the housing 16a of the elastomeric material relative to the spiral element 20, whereby the direction of injection depends on the direction of relative rotation. The housing 16a of elastomeric material is rigidly connected to the inner surface of the rotor 12 of the electric motor so that during normal operation, the housing 16a of elastomeric material rotates the rotor
12. Направление вращения электродвигателя 9 такое, что во время работы двигателя текучая среда нагнетается через канал 16Ь в направлении от буровой коронки 13. Спиральный элемент 20 на его конце, противоположном буровой коронке 13, подсоединен к перемычке 22 через муфту 24 с электроприводом, при этом перемычка 22 жестко расположена внутри корпуса 5. В состоянии зацепления муфта 24 предотвращает вращение спирального элемента 20 относительно перемычки 22, а в расцепленном состоянии допускает вращение спирального элемента 20 относительно перемычки 22.12. The direction of rotation of the electric motor 9 is such that during engine operation the fluid is injected through the channel 16b in the direction from the drill bit 13. The spiral element 20 at its end opposite to the drill bit 13 is connected to the jumper 22 via an electric motor sleeve 24, the jumper 22 is rigidly located inside the housing 5. In the engaged state, the coupling 24 prevents rotation of the spiral element 20 relative to the jumper 22, and in the disengaged state allows rotation of the spiral element 20 relative to the jumper 22.
Буровая коронка 13 снабжена каналом 26, обеспечивающим жидкостную связь между основанием 28 буровой коронки 13 и каналом 16Ь. Канал 16Ь находится на стороне, отдаленной от буровой коронки 13, в жидкостной связи с выпускным трубопроводом 34, проходящим через отверстие 36, выполненное в перемычке 22, на выбранное расстояние в ствол скважины 1 от буровой коронки 13. Приспособление 38 для дробления бурового шлама с помощью механического или электромагнитного средства на мелкие частицы размещается в корпусе 5 между насосом 14 и отверстием 36, выполненным в перемычке 22.The drill bit 13 is provided with a channel 26 providing fluid communication between the base 28 of the drill bit 13 and the channel 16b. The channel 16b is located on the side distant from the drill bit 13, in fluid communication with the outlet pipe 34, passing through the hole 36, made in bridge 22, at a selected distance in the borehole 1 from the drill bit 13. The fixture 38 for crushing drill cuttings using mechanical or electromagnetic means for small particles is placed in the housing 5 between the pump 14 and the hole 36, made in the jumper 22.
Корпус 5 снабжен передним стабилизатором 40, расположенным около буровой коронкиThe housing 5 is equipped with a front stabilizer 40 located near the drill bit
13, и задним стабилизатором 42, расположенным около конца корпуса 5, противоположного буровой коронке 13. Оба стабилизатора 40, 42 действуют таким образом, чтобы концентрически или эксцентрично располагаться относительно корпуса 5 с помощью средства электронного управления (не показанного). Набор из четырех расширяемых в радиальном направлении захватных средств 44 с гидравлическим приводом (из которых показаны только два) расположен в выбранном местоположении между стабилизаторами 40, 42. Каждое захватное средство 44 способно скользить на расстояние выбранного хода в продольном направлении корпуса 5 по направляющему стержню 46, расположенному на корпусе 5. Корпус 5 снабжен узлом 48 толкателя с гидравлическим приводом для толкания каждого захватного средства 44 по его соответствующему направляющему стержню 46. Захватные средства 44 и узел 48 толкателя функционируют под действием гидравлической энергии и управляются системой электронного управления (не показанной). Гидравлическую энергию создает насосный агрегат (не показанный), приводимый вторичным электродвигателем (не показанным).13, and a rear stabilizer 42 located near the end of the body 5 opposite the drill bit 13. Both stabilizers 40, 42 operate in such a way that they are concentrically or eccentrically positioned relative to the body 5 by means of an electronic control (not shown). A set of four radially expandable gripping means 44 with hydraulic drive (only two of which are shown) is located in a selected location between stabilizers 40, 42. Each gripping means 44 is able to slide a distance of the selected stroke in the longitudinal direction of the housing 5 along the guide rod 46, located on the housing 5. The housing 5 is provided with a pusher assembly 48 with a hydraulic drive for pushing each gripping means 44 along its respective guide rod 46. Gripping means 44 and the pusher assembly 48 is operated by hydraulic energy and controlled by an electronic control system (not shown). Hydraulic energy is generated by a pump unit (not shown) driven by a secondary motor (not shown).
Электрический провод в виде кабеля 50 подсоединен к концу корпуса 5, противоположному буровой коронке 13, посредством разъемного соединителя 51, который включает в себя блокировочный механизм (не показанный) для защелкивания кабеля 50 в выемке 52, выполненной на заднем конце корпуса 5. Индуктивный элемент 54 связи подключает кабель 50 к электродвигателю 9, приспособлению 38, средству управления для стабилизаторов 40, 42, вторичному электродвигателю для приведения насоса для текучей среды, системе электронного управления для захватных средств и узла толкателя, муфте 24 с электроприводом и механическому соединению 58. Конец кабеля около механического соединителя 51 снабжен множеством датчиков 56 оценки параметров продуктивного пласта, электрически связанных с регистрирующей аппаратурой (не показанной) на поверхности кабелем 50.The electrical wire in the form of a cable 50 is connected to the end of the housing 5, opposite the drill bit 13, via a detachable connector 51, which includes a locking mechanism (not shown) for snapping the cable 50 into a recess 52 at the rear end of the housing 5. Inductive element 54 connection, connects cable 50 to motor 9, device 38, control means for stabilizers 40, 42, secondary motor for driving a fluid pump, electronic control system for gripping means and assembly pusher, motorized coupling 24 and mechanical connection 58. The end of the cable near the mechanical connector 51 is provided with a plurality of sensors 56 for evaluating the parameters of the reservoir electrically connected to recording equipment (not shown) on the surface by cable 50.
Для извлечения кабеля 50 из бурильного устройства 3 в случае отключения электропитания через кабель 50 бурильное устройство 3 снабжено независимым источником электроэнергии (не показанным), который отводит назад в радиальном направлении захватные средства 44 и отсоединяет соединитель 51 в случае такого сбоя электропитания.To remove the cable 50 from the boring device 3 in the event of a power cut through the cable 50, the drilling device 3 is provided with an independent source of electricity (not shown), which retracts the gripping means 44 radially and disconnects the connector 51 in the event of such a power failure.
Инерциальная навигационная система (ИНС) (не показанная) включена в бурильное устройство 3 для осуществления выборки данных с целью способствования передвижению бурильного устройства 3 через ствол 1 скважины.An inertial navigation system (INS) (not shown) is included in the drilling device 3 for sampling data in order to facilitate the movement of the drilling device 3 through the borehole 1.
Ниже приведено описание нормальной работы бурильного устройства 3 с дополнительной ссылкой на фиг. 2 и 3.The following is a description of the normal operation of the drilling device 3 with additional reference to FIG. 2 and 3.
На фиг. 2 первая секция 60 ствола скважины 1 пробурена через верхний слой 62 земной формации до места, где ствол 1 скважины достигает слоя 64 пласта углеводородной текучей среды земной формации, расположенного под верхним слоем 62. Для этой цели используется обычный узел бурения и ствол 1 скважины заполняется подходящим буровым раствором. Металлическую обсадную трубу 66 с башмаком 67 обсадной колонны на его нижнем конце располагают в первой секции 60 ствола скважины и крепят к стенке ствола скважины слоем 68 цемента. Бурильное устройство 3 освобождаемым образом соединено с нижним концом трубопровода 70 для добычи углеводорода с помощью подходящего соединительного средства (не показанного), и этот трубопровод 70 в его нижней конечной части снабжен пакером 72 гидравлического действия и двумя промывочными отверстиями 73, расположенными непосредственно над пакером 72, причем промывочные отверстия 73 способны приводиться в действие между открытым положением и закрытым положением импульсами давления текучей среды снаружи трубопровода 70. Затем трубопровод 70 опускают в обсадную трубу 66 до тех пор, пока бурильное устройство 3 не окажется около основания первой секции 60 ствола скважины, после чего трубопровод крепят к обсадной тру бе, раздувая пакер 72, который уплотняет кольцевое пространство 74, образованное между трубопроводом 70 и обсадной трубой 66. Устье 76 скважины у поверхности обеспечивает жидкостную связь между трубопроводом 70 и средством обрабатывания углеводородной текучей среды (не показанным) через трубу 77. Устье 76 скважины снабжено вентилем (не показанным) для управления потоком текучей среды из трубопровода 70 в средство обработки. Кольцевое пространство 74 над пакером 72 заполняют рапой.FIG. 2 the first section 60 of the borehole 1 is drilled through the upper layer 62 of the earth formation to the point where the well bore 1 reaches the layer 64 of the hydrocarbon fluid reservoir of the earth formation located below the upper layer 62. For this purpose, a conventional drilling unit is used and the well bore 1 is filled with a suitable drilling mud. A metal casing 66 with a casing shoe 67 at its lower end is placed in the first section 60 of the well bore and fixed to the wall of the borehole with a layer 68 of cement. The drilling device 3 is loosely connected to the lower end of the hydrocarbon production pipeline 70 using suitable connecting means (not shown), and this pipeline 70 in its lower end portion is provided with a hydraulic action packer 72 and two flushing holes 73 located directly above the packer 72, moreover, the washing holes 73 are capable of being actuated between the open position and the closed position by the pressure pulses of the fluid outside the pipeline 70. Then the pipeline 70 is lowered into the casing 66 until the drilling device 3 is near the base of the first section 60 of the well bore, after which the pipeline is attached to the casing pipe, inflating a packer 72 that seals the annular space 74 formed between the pipeline 70 and the casing 66 The wellhead 76 at the surface provides fluid communication between the pipeline 70 and the means of treating hydrocarbon fluid (not shown) through pipe 77. The well mouth 76 is provided with a valve (not shown) to control the flow of fluid second medium from conduit 70 in the processing means. The annular space 74 above the packer 72 is filled with a brine.
Кабель 50 опускают через отверстие (не показанное) в устье 76 скважины и через трубопровод 70 до тех пор, пока блокировочный механизм кабеля 50 не защелкнется в выемке 52 бурильного устройства 3. В случае необходимости кабель 50 подается через трубопровод 70 до тех пор, пока блокировочный механизм не защелкнется в выемке 52, и в этом случае сначала промывочные отверстия 73 открываются импульсом давления текучей среды от рапы в кольцевом пространстве.The cable 50 is lowered through a hole (not shown) at the wellhead 76 and through pipe 70 until the locking mechanism of the cable 50 clicks into the recess 52 of the drilling device 3. If necessary, the cable 50 is fed through pipe 70 until the locking the mechanism will not snap into recess 52, and in this case, first, the flushing holes 73 open with a pressure impulse of fluid from the brine in the annular space.
На фиг. 3 показано бурение второй секции 80 ствола скважины с использованием бурильного устройства 3 способом, описанным ниже, где вторая секция ствола скважины является продолжением первой секции 60 ствола скважины и проходит в слой 64 пласта. Чтобы начать бурение второй секции 80 ствола скважины, по кабелю 50 к вторичному электродвигателю подают электроэнергию, тем самым приводя в действие насосный агрегат, который поставляет гидравлическую энергию захватным средствам 44 и узлу 48 толкателя. Управляющие сигналы подаются по кабелю 50 в муфту 24, с целью освобождения муфты, и в систему электронного управления, чтобы заставить захватные средства 44 удлиняться в радиальном направлении до тех пор, пока эти захватные средства 44 не зажмутся жестко относительно обсадной трубы 66, и после этого заставить узел 48 толкателя толкать захватные средства 44 по их соответствующим направляющим стержням в обратном направлении, толкая таким образом буровую коронку 13 к основанию ствола скважины. Одновременно по кабелю 50 подается электроэнергия к электродвигателю 9, таким образом вращая буровую коронку 13. Спиральный элемент 20 вращается вместе с ротором 12 и с корпусом 16а из эластомерного материала при расцепленной муфте 24 так, чтобы насос 14 не работал.FIG. 3 shows drilling the second section 80 of the wellbore using the drilling device 3 in the manner described below, where the second section of the wellbore is a continuation of the first section 60 of the wellbore and extends into the formation layer 64. In order to start drilling the second section 80 of the well bore, electric power is supplied via cable 50 to the secondary motor, thereby powering the pump unit, which supplies hydraulic energy to the gripping means 44 and the pusher assembly 48. The control signals are fed through cable 50 to clutch 24, in order to release the clutch, and to the electronic control system to force the gripping means 44 to lengthen in the radial direction until these gripping means 44 are rigidly clamped relative to the casing 66, and thereafter causing the pusher assembly 48 to push the gripping means 44 along their respective guide rods in the opposite direction, thereby pushing the drill bit 13 toward the bottom of the wellbore. At the same time, electric power is supplied to cable 9 through the cable 50, thereby rotating the drill bit 13. The spiral element 20 rotates with the rotor 12 and with the housing 16a of elastomeric material while the coupling 24 is disengaged so that the pump 14 does not work.
В результате вращения буровой коронки 13 относительно основания ствола скважины ствол скважины углубляется до тех пор, пока захватные средства 44 не достигнут конца их хода в обратном направлении. Затем система электронного управления управляется так, чтобы заставить захватные средства возвратиться в радиальном направлении, перемещая захватные средства 44 в конец их хода в прямом направле002944 нии, и заставить захватные средства 44 расширяться в радиальном направлении до тех пор, пока они не прижмутся жестко к стенке ствола скважины. После этого узел 48 толкателя вынуждают толкать захватные средства 44 снова в обратном направлении вниз, тем самым углубляя ствол 1 скважины на дополнительно возрастающую глубину. Эта процедура повторяется столько раз, сколько необходимо для достижения требуемой глубины ствола 1 скважины. Если траекторию ствола скважины необходимо изменить, то средство электронного управления для управления стабилизаторами 40, 42 приводят в действие с целью вынуждения стабилизаторов принять выбранное эксцентриковое положение относительно корпуса 5, чтобы буровая коронка 13 стала наклонной в стволе 1 скважины и, таким образом, начала бурение изогнутой секции ствола скважины. После достижения требуемого направления ствола 1 скважины стабилизаторы вынуждаются принять концентрическую позицию относительно корпуса 5, что приводит к дальнейшему бурению прямой секции.As a result of the rotation of the drill bit 13 relative to the base of the borehole, the borehole deepens until the gripping means 44 reaches the end of their stroke in the opposite direction. The electronic control system is then controlled so as to force the gripping means to return in the radial direction, moving the gripping means 44 to the end of their stroke in the forward direction, and to force the gripping means 44 to expand in the radial direction until they are firmly pressed against the wall of the trunk. wells. After that, the pusher assembly 48 is forced to push the gripping means 44 back down again, thereby deepening the borehole 1 of the well to a further increasing depth. This procedure is repeated as many times as necessary to achieve the required depth of the wellbore 1 well. If the wellbore trajectory needs to be changed, then the electronic control means for controlling the stabilizers 40, 42 is triggered in order to force the stabilizers to adopt the selected eccentric position relative to the housing 5 so that the drill bit 13 becomes inclined in the wellbore 1 and thus starts the drilling curved borehole section. After reaching the required direction of the borehole 1, the stabilizers are forced to take a concentric position relative to the body 5, which leads to further drilling of the straight section.
Когда бурение бурильным устройством 3 продолжается, датчики 56 оценки параметров продуктивного пласта действуют с целью измерения выбранных характеристик земной формации и передачи сигналов, представляющих характеристики, по кабелю 50 к регистрирующей аппаратуре на поверхности.When drilling with the drilling device 3 continues, sensors 56 for estimating the parameters of the reservoir act to measure selected characteristics of the earth formation and to transmit signals representing the characteristics through cable 50 to the recording equipment on the surface.
Во время бурения второй секции 80 ствола скважины углеводородная текучая среда протекает из слоя 64 пласта во вторую секцию 80 ствола скважины и оттуда через трубопровод 70, устье 76 скважины и трубу 77 к обрабатывающему оборудованию. Таким образом, буровой раствор, первоначально присутствующий в стволе 1 скважины, постепенно заменяется углеводородной текучей средой. Скорость потока зависит от перепада давлений между слоем 64 пласта и внутренней частью второй секции 80 ствола скважины и управляется путем управления вентилем в устье 76 скважины. Поскольку углеводородная текучая среда протекает через вторую секцию 80 ствола скважины, буровой шлам, образующийся в результате процесса бурения, уносится в поток углеводородной текучей среды и транспортируется в средство обработки.While drilling the second section 80 of the wellbore, the hydrocarbon fluid flows from layer 64 of the reservoir to the second section 80 of the wellbore and from there through line 70, the wellhead 76 and pipe 77 to the processing equipment. Thus, the drilling fluid initially present in the wellbore 1 is gradually replaced by a hydrocarbon fluid. The flow rate depends on the pressure difference between the reservoir layer 64 and the inside of the second section 80 of the wellbore and is controlled by controlling the valve at the wellhead 76. As the hydrocarbon fluid flows through the second section 80 of the wellbore, the cuttings generated by the drilling process are carried to the hydrocarbon fluid stream and transported to the treatment tool.
В случае, если земная формация включает в себя множество слоев пласта, разделенных слоями горной породы (не содержащих текучую среду), буровой шлам удаляется из ствола скважины во время бурения бурильного устройства через слой горной породы следующим способом. По кабелю 50 в муфту 24 передаются подходящие управляющие сигналы, чтобы ввести в зацепление муфту 24 и управлять приспособлением 38. В результате зацепления муфты спиральный элемент 20 насоса 14 становится неподвижным, в то время как корпус 16а из эла стомерного материала вращается, так что насос 14 нагнетает текучую среду, присутствующую в стволе скважины (углеводородную текучую среду, буровой раствор или их смесь) от основания ствола скважины через каналы 26, 16Ь и выпускной трубопровод 34 в ствол 1 скважины у заднего конца трубопровода 34. Буровой шлам, присутствующий на основании ствола скважины или около него, уносится нагнетаемой текучей средой и поэтому также выпускается в ствол 1 скважины у заднего конца выпускного трубопровода 34. Когда буровой шлам проходит по приспособлению 38, он разбивается этим приспособлением 38 на более мелкие частицы. Длина трубопровода 34 такова, что его задний конец простирается в часть ствола скважины, где углеводородная текучая среда протекает в ствол 1 скважины, то есть где ствол скважины пересекает слой пласта. Буровой шлам, который выпускается у заднего конца выпускного трубопровода 34, уносится углеводородной текучей средой, текущей в ствол 1 скважины, и транспортируется углеводородной текучей средой к поверхности.In case the earth formation includes multiple layers of the formation separated by rock layers (not containing fluid), the cuttings are removed from the wellbore during drilling of the drilling device through the rock layer as follows. The appropriate control signals are transmitted through the cable 50 to the clutch 24 in order to engage the clutch 24 and control the device 38. As the clutch engages, the spiral element 20 of the pump 14 becomes stationary, while the housing 16a of elastomer material rotates, so that the pump 14 injects fluid present in the wellbore (hydrocarbon fluid, drilling fluid or a mixture of them) from the bottom of the wellbore through channels 26, 16b and the discharge pipe 34 into the barrel 1 of the well at the rear end of the pipeline 34. Lams, present at or near the base of the wellbore, are carried away by the injected fluid and therefore are also released into the wellbore 1 at the rear end of the discharge conduit 34. When the drill cuttings pass through the tool 38, it is broken up into smaller particles by this tool 38. The length of the pipeline 34 is such that its rear end extends into a portion of the wellbore where the hydrocarbon fluid flows into the wellbore 1, i.e. where the wellbore intersects the formation layer. The drill cuttings, which is discharged at the rear end of the discharge conduit 34, is carried by the hydrocarbon fluid flowing into the wellbore 1 and transported by the hydrocarbon fluid to the surface.
Вместо бурового шлама, выпускаемого в той части ствола скважины, где углеводородная текучая среда протекает из формации в ствол скважины, шлам может выпускаться в части ствола скважины, где буровой раствор (или любая другая подходящая текучая среда) распространяется через ствол скважины так, чтобы шлам уносился циркулирующим буровым раствором (или другой подходящей текучей средой).Instead of drill cuttings discharged in that part of the wellbore where hydrocarbon fluid flows from the formation into the wellbore, the slurry may be released into the part of the wellbore where the drilling fluid (or any other suitable fluid) is distributed through the wellbore so that the slurry is carried away circulating drilling mud (or other suitable fluid).
После бурения ствола скважины на требуемую глубину бурильное устройство 3 можно оставлять в стволе скважины, и в этом случае кабель 50 освобождается из бурильного устройства 3 и изымается на поверхность.After drilling the wellbore to the desired depth, the drilling device 3 can be left in the wellbore, in which case the cable 50 is released from the drilling device 3 and removed to the surface.
В качестве альтернативы в стволе скважины можно оставлять только первую часть бурильного устройства, в то время как вторую часть бурильного устройства вынимают. В таком случае эти две части соединены друг с другом подходящим связывающим средством, способным разъединяться с помощью дистанционного управления, например электрического сигнала, подаваемого в бурильное устройство по кабелю. Вторую часть извлекают посредством одновременного извлечения кабеля и второй части через трубопровод.Alternatively, only the first part of the drilling device may be left in the wellbore, while the second part of the drilling device is removed. In such a case, the two parts are connected to each other by suitable connecting means capable of being disconnected by remote control, for example, an electrical signal supplied to the drilling device via a cable. The second part is removed by simultaneously removing the cable and the second part through the pipeline.
Claims (10)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP99304350 | 1999-06-03 | ||
| PCT/EP2000/004996 WO2000075476A1 (en) | 1999-06-03 | 2000-05-30 | Method of creating a wellbore |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200101263A1 EA200101263A1 (en) | 2002-04-25 |
| EA002944B1 true EA002944B1 (en) | 2002-12-26 |
Family
ID=8241429
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200101263A EA002944B1 (en) | 1999-06-03 | 2000-05-30 | Method of creating a wellbore |
Country Status (15)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6305469B1 (en) |
| EP (1) | EP1181432B1 (en) |
| CN (1) | CN1218112C (en) |
| AR (1) | AR024180A1 (en) |
| AU (1) | AU762714B2 (en) |
| BR (1) | BR0011120A (en) |
| CA (1) | CA2371133C (en) |
| EA (1) | EA002944B1 (en) |
| EG (1) | EG22027A (en) |
| GC (1) | GC0000192A (en) |
| MX (1) | MXPA01012424A (en) |
| NO (1) | NO20015862L (en) |
| OA (1) | OA11882A (en) |
| UA (1) | UA72920C2 (en) |
| WO (1) | WO2000075476A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2481451C2 (en) * | 2011-05-18 | 2013-05-10 | Сергей Андреевич Горбунов | Multi-purpose self-moving drilling assembly "krot" |
Families Citing this family (46)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6868906B1 (en) * | 1994-10-14 | 2005-03-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Closed-loop conveyance systems for well servicing |
| US6536520B1 (en) | 2000-04-17 | 2003-03-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive casing system |
| FR2832454B1 (en) * | 2001-11-20 | 2004-07-09 | Cie Du Sol | VERTICAL WELL DRILLING EQUIPMENT |
| EP1537291B1 (en) * | 2002-07-25 | 2007-07-18 | Schlumberger Technology B.V. | Drilling method |
| US7730965B2 (en) | 2002-12-13 | 2010-06-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore |
| US20040206511A1 (en) * | 2003-04-21 | 2004-10-21 | Tilton Frederick T. | Wired casing |
| US7055627B2 (en) * | 2002-11-22 | 2006-06-06 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore fluid circulation system and method |
| USRE42877E1 (en) | 2003-02-07 | 2011-11-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
| US7650944B1 (en) | 2003-07-11 | 2010-01-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Vessel for well intervention |
| EP1559864B1 (en) * | 2004-01-27 | 2006-06-21 | Services Petroliers Schlumberger | Downhole drilling of a lateral hole |
| US7478687B2 (en) * | 2004-07-19 | 2009-01-20 | Baker Hughes Incorporated | Coiled tubing conveyed milling |
| GB2416550B (en) * | 2004-07-24 | 2006-11-22 | Schlumberger Holdings | System and method for drilling wellbores |
| FR2875533A1 (en) * | 2004-09-17 | 2006-03-24 | Inst Francais Du Petrole | METHOD AND SYSTEM FOR DRILLING WITH REVERSE CIRCULATION |
| GB2424432B (en) | 2005-02-28 | 2010-03-17 | Weatherford Lamb | Deep water drilling with casing |
| GB0519287D0 (en) * | 2005-09-21 | 2005-11-02 | Bp Exploration Operating | Sub-surface deployment value |
| AU2006306094A1 (en) * | 2005-10-27 | 2007-05-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Extended reach drilling apparatus and method |
| US7712524B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed |
| US8056619B2 (en) * | 2006-03-30 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Aligning inductive couplers in a well |
| US7793718B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating electrical energy with an electrical device in a well |
| CA2651966C (en) | 2006-05-12 | 2011-08-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Stage cementing methods used in casing while drilling |
| US8276689B2 (en) | 2006-05-22 | 2012-10-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for drilling with casing |
| US7703533B2 (en) | 2006-05-30 | 2010-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Shear type circulation valve and swivel with open port reciprocating feature |
| EP1867831B1 (en) * | 2006-06-15 | 2013-07-24 | Services Pétroliers Schlumberger | Methods and apparatus for wireline drilling on coiled tubing |
| US7934559B2 (en) * | 2007-02-12 | 2011-05-03 | Baker Hughes Incorporated | Single cycle dart operated circulation sub |
| US20080271924A1 (en) * | 2007-03-02 | 2008-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling Method and Apparatus |
| EP2039878B1 (en) * | 2007-09-20 | 2010-08-11 | PRAD Research and Development N.V. | Subsea lateral drilling |
| FR2922254B1 (en) * | 2007-10-16 | 2009-12-18 | Total Sa | INDEPENDENT DRILLING SYSTEM OF A DRAINAGE HOLE |
| GB2454701B (en) * | 2007-11-15 | 2012-02-29 | Schlumberger Holdings | Methods of drilling with a downhole drilling machine |
| GB2454900B (en) * | 2007-11-22 | 2012-01-11 | Schlumberger Holdings | Self-circulating drill bit |
| US8839850B2 (en) | 2009-10-07 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Active integrated completion installation system and method |
| US9249559B2 (en) | 2011-10-04 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Providing equipment in lateral branches of a well |
| US9644476B2 (en) | 2012-01-23 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Structures having cavities containing coupler portions |
| US9175560B2 (en) | 2012-01-26 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Providing coupler portions along a structure |
| US9938823B2 (en) | 2012-02-15 | 2018-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating power and data to a component in a well |
| US10036234B2 (en) | 2012-06-08 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral wellbore completion apparatus and method |
| NO347118B1 (en) * | 2013-07-16 | 2023-05-15 | Halliburton Energy Services Inc | Downhole tool and method to boost fluid pressure and annular velocity |
| EP2845995A1 (en) * | 2013-09-10 | 2015-03-11 | Welltec A/S | Drilling tool |
| US10520628B2 (en) * | 2013-09-30 | 2019-12-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole gradiometric ranging for T-intersection and well avoidance utilizing transmitters and receivers having magnetic dipoles |
| US9663992B2 (en) * | 2014-08-26 | 2017-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Downhole motor for extended reach applications |
| US10151146B2 (en) * | 2014-09-02 | 2018-12-11 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Drilling system with adaptive steering pad actuation |
| RU2593513C1 (en) * | 2015-06-03 | 2016-08-10 | Сергей Андреевич Горбунов | Device for well drilling |
| RU2593514C1 (en) * | 2015-06-03 | 2016-08-10 | Сергей Андреевич Горбунов | Device for well drilling |
| RU2593512C1 (en) * | 2015-06-03 | 2016-08-10 | Сергей Андреевич Горбунов | Device for well drilling |
| RU2593515C1 (en) * | 2015-06-03 | 2016-08-10 | Сергей Андреевич Горбунов | Device for well drilling |
| EP4194662A1 (en) * | 2021-12-07 | 2023-06-14 | Welltec A/S | Downhole wireline tool |
| US11746626B2 (en) * | 2021-12-08 | 2023-09-05 | Saudi Arabian Oil Company | Controlling fluids in a wellbore using a backup packer |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BE496140A (en) * | ||||
| US4051908A (en) * | 1976-11-05 | 1977-10-04 | Driver W B | Downhole drilling system |
| FR2502683A1 (en) * | 1981-03-24 | 1982-10-01 | Flopetrol | Rotary drilling method for subterranean layer - using drill string under pressure but no drilling mud |
| US5868210A (en) * | 1995-03-27 | 1999-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Multi-lateral wellbore systems and methods for forming same |
| US5944009A (en) * | 1996-06-11 | 1999-08-31 | Scheller; Kris T. | Portable outdoor grill |
| US6237638B1 (en) * | 2000-06-26 | 2001-05-29 | Harper-Wyman Company | Manifold assembly for a gas range |
-
2000
- 2000-05-30 MX MXPA01012424A patent/MXPA01012424A/en active IP Right Grant
- 2000-05-30 US US09/580,966 patent/US6305469B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-05-30 BR BR0011120-1A patent/BR0011120A/en not_active IP Right Cessation
- 2000-05-30 EA EA200101263A patent/EA002944B1/en not_active IP Right Cessation
- 2000-05-30 WO PCT/EP2000/004996 patent/WO2000075476A1/en active IP Right Grant
- 2000-05-30 EP EP00940294A patent/EP1181432B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-05-30 OA OA1200100324A patent/OA11882A/en unknown
- 2000-05-30 AU AU55274/00A patent/AU762714B2/en not_active Ceased
- 2000-05-30 CA CA002371133A patent/CA2371133C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-05-30 CN CN008083452A patent/CN1218112C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-05-30 UA UA2001118224A patent/UA72920C2/en unknown
- 2000-06-02 AR ARP000102734A patent/AR024180A1/en active IP Right Grant
- 2000-06-03 GC GCP2000691 patent/GC0000192A/en active
- 2000-06-03 EG EG20000722A patent/EG22027A/en active
-
2001
- 2001-11-30 NO NO20015862A patent/NO20015862L/en not_active Application Discontinuation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2481451C2 (en) * | 2011-05-18 | 2013-05-10 | Сергей Андреевич Горбунов | Multi-purpose self-moving drilling assembly "krot" |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GC0000192A (en) | 2006-03-29 |
| AU762714B2 (en) | 2003-07-03 |
| AR024180A1 (en) | 2002-09-04 |
| NO20015862D0 (en) | 2001-11-30 |
| OA11882A (en) | 2006-03-28 |
| MXPA01012424A (en) | 2002-07-30 |
| EP1181432A1 (en) | 2002-02-27 |
| BR0011120A (en) | 2002-02-26 |
| EG22027A (en) | 2002-06-30 |
| CA2371133C (en) | 2007-11-20 |
| WO2000075476A1 (en) | 2000-12-14 |
| EP1181432B1 (en) | 2004-05-06 |
| UA72920C2 (en) | 2005-05-16 |
| EA200101263A1 (en) | 2002-04-25 |
| NO20015862L (en) | 2002-01-31 |
| CN1218112C (en) | 2005-09-07 |
| AU5527400A (en) | 2000-12-28 |
| CN1353792A (en) | 2002-06-12 |
| CA2371133A1 (en) | 2000-12-14 |
| US6305469B1 (en) | 2001-10-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA002944B1 (en) | Method of creating a wellbore | |
| CA2661956C (en) | A method for drilling with casing | |
| RU2320840C2 (en) | Well drilling method | |
| US7475742B2 (en) | Method for drilling with casing | |
| EP2501893B1 (en) | Tubular retrieval | |
| RU2378479C2 (en) | Method and device for implementation of processes in underground borehole by means of usage of flexible well casing | |
| RU2594032C2 (en) | Systems and methods for using passage through underground formations | |
| US7086481B2 (en) | Wellbore isolation apparatus, and method for tripping pipe during underbalanced drilling | |
| RU2331753C2 (en) | Downhole tool | |
| US5890538A (en) | Reverse circulation float equipment tool and process | |
| CN106460491B (en) | The method for forming multilateral well | |
| NO329560B1 (en) | Procedure for completing borehole operations in a borehole | |
| EA003010B1 (en) | Drilling and completion system for multilateral wells | |
| EP1847679A1 (en) | Underbalanced drilling method into a gas-bearing formation | |
| SU876946A1 (en) | Method and apparatus for setting the direction of offshore well through formations with alternating mechanical properties |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ RU |